Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма»» (МП НА.ГНМЦ.0111-16 )

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ ефтеавтоматика»

WM1M.C. Немиров

^! июля______2016 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0111-16 МП

Казань

2016

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма» (далее -СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п. 6.1).

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 6.2).

• 1.3 Опробование (п. 6.3).

• 1.4 Определение метрологических характеристик (MX).

  • 1.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКНС (п. 6.4.1).

  • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.4.2).

• 2.1 Передвижная поверочная установка 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002.

• 2.2 Влагомер товарной нефти лабораторный (Госреестр № 14556-95).

• 2.3 Калибратор измерительный каналов КИК-М (Госреестр № 32639-06).

• 2.4 Калибратор температуры ATC-R (Госреестр № 20262-02).

• 2.5 Калибратор давления DPI 610 (Госреестр № 16347-03).

• 2.6 Магазин сопротивлений Р4831 (Госреестр № 6332-77).

• 2.7 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

• 2.8 Допускается применять аналогичные по назначению средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.

Организация и производство работ проводится в соответствии со следующими правилами и нормативными документами:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»;

-Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - «Пожарная безопасность зданий и сооружений», СНиП 21.01;

-СП 12.13130 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»;

-СП 5.13130 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 25.04.2012 №390;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утв. Приказом Минтруда от 24.07.2013 №328н);

- ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКНС и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) клейм на СИ, входящие в состав СИКНС.

6.1. Внешний осмотр.

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах СИКНС не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и соответствующими технической документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО контроллера измерительновычислительного OMNI-6000 и ПО АРМ оператора «Кристалл» проводят в соответствии с их эксплуатационными документами. Идентификационные данные ПО приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица! - Идентификационные данные ПО контроллеров

измерительно-вычислительных QMNI-6000

Таблица 2 - Идентификационные данные АРМ-оператора «Кристалл»

• 6.3 Опробование.

Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

• 6.4 Определение MX.

• 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

  Таблица 3 - Перечень НД на поверку СИ
  Наименование СИ	НД
  Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion	Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые с частотно-импульсным выходом. Методика поверки мобильной эталонной установкой «МЭУ-100-4,0», 2005 г. МИ 3151-2008 «ГСИ. Счетчики-расходомеры, массовые методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»
  Преобразователи давления измерительные 3051	МИ     1997-89     Рекомендация.     ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки.
  Преобразователи давления измерительные 2088	МИ     1997-89     Рекомендация.     ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки.
  Термопреобразователи сопротивления платиновые 65	ГОСТ 8.461-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки.
  Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2	МИ 2366-2005 Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки.
  Расходомер UFM 3030	Инструкция. ГСИ. «Расходомеры UFM 3030. Методика   поверки   UFM   3030   И1», утвержденная ГЦИ СИ ВНИИР в августе 2008 г.
  Контроллер измерительновычислительный OMNI-6000	МИ    3156-2008    «ГСИ.    Измерительно вычислительные контроллеры OMNI - 6000, OMNI-3000, входящие в состав систем измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Методика поверки». «ГСИ.        Измерительно-вычислительные контроллеры   OMNI-   6000,   OMNI-3000, входящие в состав  систем   измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Методика поверки», ВНИИМС, 2006 г.

Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в установленном порядке.

• 6.4.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы сырой нефти равны пределам относительной погрешности измерений массомером.

• 6.4.3 Определение пределов относительной погрешности измерений массы сырой нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти вычисляют по формуле

где <5М_Н - относительная погрешность определения массы нетто сырой нефти, %; <5М_С - относительная погрешность измерения массы сырой нефти, %, равна предельной допускаемой относительной погрешности массомера; 71И/_Мв - абсолютная погрешность измерения массовой доли воды, %;

TW_Mf7 - абсолютная погрешность измерения массовой доли механических примесей, %;

AW_XC - абсолютная погрешность измерения массовой доли хлористых солей, %; Д\Л/р_г - абсолютная погрешность измерения массовой доли растворенного в нефти, %;

AW_C3 - абсолютная погрешность измерения массовой доли свободного газа в нефти, %.

Содержание воды в нефти определяют непрерывно поточным влагомером УДВН-1пм2. Массовую долю воды в нефти, %, определяют по формуле

Р

где ср - объемная доля воды в сырой нефти, %, измеренная влагомером УДВН-1пм2;

р_д -  плотность дистиллированной воды, принимают равной 1000 кг/м³;

р   -   плотность дегазированной нефти, кг/м³, приведенная к условиям

измерения массы сырой нефти согласно ГОСТ Р 8.688 - 2009 либо Р 50.2.076-2010.

Плотность дегазированной нефти определяют в лаборатории один раз в смену в объединенной пробе по ГОСТ Р 51069 - 97.

Массовую долю механических примесей измеряют в лаборатории один раз

в десять дней в накопительной пробе по ГОСТ 6370 - 83.

Массовую долю хлористых солей в дегазированной нефти, %, вычисляют по формуле

^..=o.i-—,                          (3)

р

где (р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³ (г/м³).

Массовую концентрацию хлористых солей в нефти измеряют один раз в смену в объединенной пробе по ГОСТ 21534 - 76.

Массовую долю растворенного газа в нефти вычисляют по формуле

V р

W = ^{рг г} 100 ,                             (4)

Р

где \/_рг - объемная доля растворенного газа в единице объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, м³/м³, определяют по МИ 2575 - 2000;

р_г - плотность нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м³.

Массовую долю свободного газа в нефти вычисляют по формуле

Р

(5)

где V_C3 - объемная доля свободного газа в нефти, %, определяют по МИ 2575 -2000;

КР - отношение абсолютного давления в ИЛ к атмосферному в момент измерения объемного содержания свободного газа в нефти.

Плотность нефтяного газа, приведенную к стандартным условиям, определяют расчетным методом по компонентному составу согласно ГСССД МР 113-03. (Компонентный состав определяется в лабораторных условиях хроматографическим методом).

Абсолютную погрешность определения массовой доли растворенного газа в нефти, %, определяют по формуле

Р

(6)

МИ 2575-2000;

плотность нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м³; плотность дегазированной нефти, кг/м³, приведенная к условиям измерения массы сырой нефти согласно ГОСТ Р 8.688-2009 либо Р 50.2.076-2010.

Абсолютную погрешность определения массовой доли свободного газа в нефти, %, определяют по формуле

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г. Значение сходимости г_хс, выраженное в ГОСТ 21534, переводят в массовые доли по формуле

где г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³ (г/м³).

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении влагосодержания поточным влагомером УДВН-1пм2 не должны превышать ± 0,35 %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении массовой доли воды в лаборатории не должны превышать ± 1,0 %.

• 7.1 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКНС указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельствам о поверке на массомер);

• - значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти;

• - идентификационные данные ПО СИКНС.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Протокол №____

Подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:_________________

Наименование СИ:______________________

Заводской номер СИ: №__________________

Идентификационные данные ПО контроллеров измерительно-вычислительных OMNI-6000:

Идентификационные данные АРМ-оператора «Кристалл»:

Заключение: ПО СИКНС соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа СИКНС.

Должность лица проводившего поверку:

9